电力行业碳中和的实施方式和障碍

自2020年9月以来，碳达峰、碳中和成为能源圈内的热门话题，风光等新能源被寄予厚望。在能源规划中，风光等新能源得到大力支持和发展，要在30·60目标中承担主力电源作用；而煤炭生产要受到限制，燃煤机组装机规模甚至要裁剪。近期寒潮之下，湖南、江西等地的“拉闸限电”又让业内外感到困惑：风光等新能源在冰冻覆雪中无法出力、省间输电通道难当大任，各级政府被迫首选协调各种资源促进煤炭生产和运输，保证煤电机组满负荷运行，配合有序用电方案，才能确保民生用电不受影响。暂时的困难，并不能阻碍碳达峰、碳中和成为中国人对美好生活的向往，更不会动摇电力行业走向“脱碳”的决心。在30·60目标下，高比例风光发电模式将成为必然的电源选择，在可预见的时间内，“风光+大电网”也将是电力行业实现碳中和的必然技术方案。但我们还是要清醒地认识到，风光发电的大比例发展将对电网必须的转动惯量和备用产生致命影响，严重威胁电网的平稳运行，大量调节备用机组损失的机会成本和沉没成本也会使电网的运行费用上升。在2019年伦敦大停电事故的警示之下，我国电力行业如何健康稳定发展，谋求“安全、经济、环保”能源不可能三角的最优妥协点，需要广大专业人士认真思考和讨论。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”  ID：zgdlqygl  作者：杨耀攀）

电力行业注定是碳中和的重点行业

首先，电力是最大的碳排放行业。2019年全社会发电量73253亿千瓦时，其中火电发电量为50450亿千瓦时，折合二氧化碳排放大约50亿吨，占全国碳排放总量的51%。电力行业不仅是能源供给大户，同时还是能源消耗大户。电网企业的网损和发电企业的厂用电合计占到全社会用电量百分之十以上，电力行业不但在生产过程中产生了碳排放，自身电力消耗也引发了相当一部分碳排放。因此，如何实现电力行业碳减排将是实现碳中和的关键因素之一。

其次，电力资产较为集中，易于整体考虑政策。2020年全国火电总装机11亿千瓦，90%以上的火电资产属于国有资产，其中五大电力集团（华能、大唐、华电、国电投和国家能源）火电总装机达5.6亿千瓦，占比51%。国有企业有高度的社会责任感，落实国家政策和要求从不打折扣。全国输电网资产集中在国网、南网、内蒙古电力公司三个电网公司，输电网长期保持统一运行、统一调度，优化网络运行的空间较大。电力企业资产集中的特点，容易实现政策上、技术上的集中处理，相较其他行业有着天然的优势。

第三，电力行业技术和资金条件较好。实现碳达峰需要新技术投入和大量资金支持。国有电力企业的研究机构长期关注能源转型，很好地把握了新的发电技术成果和技术发展方向，储备了大量用于能源转型的各类技术，拥有碳中和相关技术的专业化研究队伍，相对于行业外的技术专家，实操能力更强，对转型的痛点和各种设想的可行性认识更为深刻。电力企业有着雄厚的资金积累和支持，这些都为碳中和的实现提供了坚强的物质基础。

此外，电力行业属于社会基础行业，事关千家万户。目前电力行业开始转型，逐步建设电力现货市场，由市场决定的电力价格可以实现用户侧引导，促进节能技术的投入使用。由此可以看出，电力行业将首先开始碳中和工作，实现用户侧引导，可实现社会生产和人民生活习惯的改变，逐渐带动其他行业形成合力，实现全社会在碳中和方面的和谐共振。

电力行业碳中和的实施方式

高比例风光新能源是现阶段电力生产侧实现碳中和的必然选择

目前全社会用电量需求还在逐年上升，而在碳捕获与封存（Carbon Capture and Storage，简称CCS）技术尚不成熟的条件下，电力行业需要大力发展零碳发电技术。目前成规模的零碳发电技术一般是核电、水电、生物质和风光等非化石燃料发电技术。

水电大规模增长空间有限。水电目前已成为我国第二大主力装机电源，装机达3.6亿千瓦，占总装机17.7%，成为世界第一水电装机大国。而水电发展由于资源受限、厂址选择受限、移民安置困难、季节性丰枯期发电不均、生态保护影响大等原因，就目前的技术水平，水电在未来全社会用电量中的占比总体可能成下降趋势。

核电大规模增长的条件尚不具备。国内核电技术发展较快，已发展至第四代核电技术，核电装机达4874万千瓦，占总装机2.4%，成为世界第三核电装机大国。然而，核电受制于安全约束、技术难度伴随固定投资增加、厂址选择受限和核废料处理困难等问题，就目前技术水平来看，核电尚不具备大规模增长的条件。

生物质发展难占“C位”。生物质发电是众多发电类型中的一个小众发电模式，但是由于其发电可控，二氧化碳排放为零，引起了行业内部重视。目前生物质发电主要有气化发电和直接燃烧发电两种形式，以直接燃烧发电较为普遍。而生物质发电由于燃料运输半径受限，单机容量普遍较小，造成投资成本和运行成本较大，电量占比上升空间有限。

相对于其他电源种类，风光新能源发电虽然存在季节性能源分布不均，天气影响较大，发电出力波动性、随机性较大等问题，但是由于风光等新能源资源丰富、地域分布广、厂址选择受限较小、运行成本小、固定投资成本相比水电、核电较低等优势，高风光电量占比的系统在国际上有一定的运行经验，是现阶段技术经济条件下，实现碳中和必然选择的电源。因此，国家也在电力规划中重点发展风光发电，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上（较2019年增长近8亿千瓦）。

大电网为主消纳是现阶段高比例风光消纳的唯一选择

2020年中国风电、太阳能发电总装机容量4.4亿千瓦，装机容量占比达20%。根据规划，到2030年风电、太阳能发电装机容量占比将达40%以上，而到2060年风电、太阳能发电装机容量占比将接近70%。风光发电出力不可控的波动性和随机性，造成风光发电出力曲线与电力系统负荷曲线不符甚至是相反。为了有效解决风光新能源的波动影响用户电力使用平稳的问题，目前解决平衡消纳的手段主要有大电网和储能两种。

储能消纳风光发电的优劣：储能技术可以很好地起到移峰填谷作用，有效消除风光新能源的波动性。目前实施的储能技术主要分为物理机械储能、电化学储能和氢储能。物理机械储能以抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能为代表。物理储能的优势就是安全系数较高、储能容量大、技术成熟、寿命长，而劣势则是投资成本大、选址困难、效率低。电化学储能以锂电池、铅酸电池为代表，优势是效率高、充放电速度快、选址容易，劣势是投资成本大、安全系数低、环境温度影响大。氢储能以电解氢+氢燃料电池为代表，优势就是能量密度大，劣势是技术尚不成熟，安全问题没有彻底解决。总之，目前除了尚不成熟的储能技术，较为成熟的抽水蓄能和化学电池储能之外，其他储能技术都存在投资成本过大和运行成本高的缺陷，抽水蓄能电站的综合效率一般为0.65~0.75，而化学储能目前的度电成本大致在0.6~0.9元千瓦时。在电网托底的条件下，京津唐地区大负荷期间如需使用高比例风光电源，则需要具备存储50亿千瓦时的能力，按目前最经济的存储方式也需要5万亿的投资，类推全国则需要100万亿以上投资，是目前全国电网资产的20倍以上。如不用电网托底，完全依靠配套储能的方式，投资还要有数十倍的增加。因此，在可预见的时间内或者至少近期，在经济性上尚无一种储能技术可以成为风光发电消纳的主要手段，就是说传统的“电力不具备大规模经济存储条件”的规律仍然发挥作用。

大电网消纳风光发电的优劣：大电网消纳风光发电就是利用电网的电能输送能力，将风光发电发出的具有波动性、随机性的电能及时输送到电力需求侧，利用电力系统内部可调节性机组的调节能力（虚拟储能）实现风光发电消纳。大电网消纳风光发电相对于储能技术的优势就是经济性明显，而存在的劣势就是存在安全事故联锁反应风险，而且大电网消纳容易出现经济责任难以划分的情况。

考虑到储能技术突破的周期通常为20~30年，因此达成30·60目标不能寄希望于储能技术快速解决其经济劣势，实现风光发电消纳的唯一选择仍是依靠大电网的电能调配手段。尽管大电网消纳是风光消纳的唯一经济性现实选择，但是要实现未来如此高比例的风光发电消纳，目前仍有系列障碍难以跨越，需要加大科研力量，以问题为导向，寻求解决这些障碍的技术经济方案。

大电网消纳方式的现实障碍和解决方案

2019年8月9日，英国伦敦发生了2003年以来最严重的停电事故。虽然导致这次事故的原因有很多，但其中最重要的原因是高比例风光发电的电网转动惯量不足，异常扰动导致频率异常波动，风电机组群对频率波动抗干扰能力不足而脱网，系统备用不足造成的联锁反应。此次停电事故，给我们敲响了警钟，需要我们认真思考电网实现高比例风光发电消纳的技术和经济约束，以及可行的解决方案。

高比例风光发电接入系统影响转动惯量的问题及解决方案

电网的安全稳定运行需要足够的转动惯量。电网频率是交流电网运行的重要参数，需要保持在恒定范围内。电网转动惯量就是系统内同步发电机转子旋转过程中，根据自身转速信号实现的一次调频功能来保持电网频率稳定的能力。目前世界范围内，低转动惯量或无转动惯量电网的运行经验是完全没有的，对于低转动惯量的电网，一旦出现短时电力不平衡问题（扰动），将出现电网频率大幅波动，对系统的频率稳定是极为不利的，继而形成连锁事故。所以对交流电网的稳定能力而言，系统必须配置足够的转动惯量。

高比例风光发电明显影响系统转动惯量。目前主流的风力发电机组是变速恒频机组，其基本并网原理是将异步发电机发出频率不定的交流电整流为直流电，再由逆变器逆变为与电网同频率的交流电后与系统并列。光伏发电由发电板直接发出直流电后，由逆变器逆变为与电网同频率的交流电后与系统并列。经过整流器和逆变器等电子系统转换的电力，缺失了同步发电机大重量转子维持系统频率稳定的能力。随着风光发电接入系统，直接造成系统转动惯量下降，风光发电比例越高，在线运行的其他同步机组越少，转动惯量下降越快，严重威胁系统的运行稳定。

高比例风光发电接入系统的可行解决方案。高比例风光发电机组会造成系统转动惯量下降，为了防范大电网转动惯量下降过多，威胁系统安全，现阶段高比例风光发电影响系统转动惯量问题，可采用两个技术方案解决，但是经济代价均较为高昂。一是运行足够比例的火电机组。为了碳中和目标，电量的生产并不需要大量的火电机组，但是为了保证转动惯量足够，必须保证足够比例火电机组在线。即利用大电网消纳风光发电时，为了保障交流电网频率的稳定能力，电网运行中必须有一定比例的同步发电机。考虑到水电机组的季节性和核电机组调节空间不足的问题，系统中必须运行与风光发电机组容量合理比例的煤电机组和燃气机组，以保证足量的转动惯量和调节能力，最终造成风光发电消纳成本大幅上升。二是采用虚拟同步机实现风光发电可调节的“合理弃电”。为了提高风光发电的可控性，在风光发电中应用虚拟同步机技术模拟转动惯量的一次调节，可减少对系统的不平衡影响，提高系统频率稳定性。虚拟同步机是在风光发电并网逆变器内的控制器中，加入一种模拟同步发电机的运行机制和外特性的控制算法，在系统供应短缺时增加风光发电出力，系统供应过剩时减少发电出力，以自动控制方式维持平衡。虚拟同步机会造成风光发电响应系统需要时自动“合理弃电”，实现自然资源的可调节性，增加系统的平衡能力和频率稳定能力。但是虚拟同步机技术毕竟不是真实的同步机组，能够提供的转动惯量和可调节范围有限。

高比例风光发电接入系统影响备用问题及解决方案

电网的安全稳定运行对备用的要求。电网安全稳定运行，要求系统必须满足电力平衡，任意时刻必须满足三个条件：总发电能力必须大于负荷且有一定冗余，总发电功率必须等于总负荷功率+损耗功率，局部输送能力必须大于局部净需求并有一定冗余。这就要求系统内必须有足够的备用容量以应对系统内的故障、发电减出力和负荷波动。按照GB/T38969-2020《电力系统技术导则》规定，系统备用容量为最大负荷的2%～5%，事故备用容量为最大负荷的10%，不小于系统一台最大机组或馈入最大容量直流的单级容量。

高比例风光发电对系统备用的影响。由于风光新能源出力的随机性、波动性和间歇性，造成系统内总的发电能力不可控。按照GB/T38969-2020《电力系统技术导则》规定，风电、太阳能等新能源装机较多的地区，需结合风光发电出力特性和参与平衡的比例，额外设置一定的负荷备用容量。根据30·60目标的推算，未来风光新能源装机规模要达到40%～70%，如此高比例的风光发电接入系统，将迫使系统预留备用的比例大大增加。光伏能源随着太阳光照强度波动，风电随着自然来风变化，如果两者在同一时期叠加，会造成风光发电出力大幅波动，甚至在极端情况下会造成风光发电出力从最大负荷突减至零，严重威胁系统运行安全，使得系统备用容量需求大大增加。欧盟28国传统电源的容量一直保持与最大负荷相当，作为其他发电的备用容量，为了满足电网的安全，系统备用容量大大增加。

高比例风光发电接入系统的解决方案。为了减小风光新能源出力的不确定性对大电网备用容量需求的影响，适应未来“30·60目标”的高比例风光发电要求，需要在以下四个方面加大技术投入：一是提高风光出力预测的准确性。目前国内风光预测24小时准确率为70%，而美国风光预测24小时准确率已达90%以上。提高风光出力预测的准确性可以有效较少系统对备用负荷的影响。二是提高风光新能源安全稳定性。风电光伏在发电过程中大量使用整流、逆变器等电子设备，其对于系统波动的抗干扰能力较常规机组严重不足，特别是需要提高其低电压穿越能力，风光发电安全性的提高可以有效减少系统对备用负荷的需求。三是保持可调节电源足够容量并进行灵活性改造。利用大电网系统内部可调节性机组的调峰能力实现风光发电消纳，需要加大可调节电源的灵活性改造，提高可调节性机组的顶峰压谷能力，特别是提高机组负荷调整速率，提高电网消纳风光发电能力和有效备用负荷，需要强调的是必须保持具备该特性的机组足够的容量。四是是加快智能电网技术的发展。未来智能电网的发展，将利用通讯网络技术、传感和测量技术、先进的控制方法以及决策支持系统技术，有效预测风光发电发电能力和备用预留，确定资源配置最佳地理范围，提升电力设备利用效率，实现电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好的目标。

高比例风光发电接入系统的经济性障碍

风光发电作为环保的能源方式理念已经深入人心。随着风光发电的投资成本逐渐下降，人们对风光发电的经济性误解也在逐渐加深，认为风光发电作为边际成本为零的能源，投入比例越高将对电网的经济性越好。然而，在我国电力系统安全稳定性的红线要求前提下，投入高比例风光发电必须要在线匹配足够的转动惯量机组和可调节能源机组，这样就会造成风光发电的消纳成本大幅上升，并且很可能消纳成本的上涨绝对量大于风光发电成本下降的绝对量。

调节电源的启停费用。由于风光发电机组出力的波动性，电网为了保证电力平衡，必须配备足够的可调机组进行调节。在高比例风光发电的电网中，风光发电出力的大量叠加，造成可调机组调峰范围大大增加，甚至需要机组启停以满足系统需要。随着风光发电渗透率逐渐升高，火电机组等可调能源利用小时数逐渐下降，煤电和燃气机组的启停次数却在大幅升高。机组启停调峰作为重大操作，其启停成本将造成电网运行费用大幅增加，最终也将在用户侧用电费用上体现，使得高比例风光发电电网的经济性大幅下降。

调频和备用辅助服务费用。随着高比例风光发电投入电网，为了维护电网安全稳定运行，必须有足量的转动惯量机组预留调峰容量和备用容量，维持电网异常情况下频率稳定和电力平衡。而可调机组预留调频容量和备用容量产生的机会成本在电力系统中也将成为电网运行费用。按照电力系统“谁受益、谁承担”的原则，因调频和备用辅助服务产生的费用最终也将由用户承担，这笔费用也将使得高比例风光发电电网的经济性大幅下降。

稳定电源的容量补偿费用。高比例风光发电投入电网后，电网大部分电量将由风光发电机组顶替生产，按照边际成本报价回收变动成本的理论，电网系统内大部分承担备用的可调机组的固定成本将无法回收。为了保证电力设备投资的稳定性，必须保障电力企业的合理收益，这就需要保障发电企业合理收回固定投资成本，即相当比例的机组不再以生产电量为主，仅作为风光发电的配套设施，这部分容量补偿费用也应记为风光发电的生产成本。目前大部分省份都在准备设计容量补偿机制和容量市场，以保证本地区稳定的电力投资。而这部分电力投资造成的容量补偿费用也将增加电力运行费用。

近期受政策利好影响，大量的风光发电投资蜂拥而至，不但造成风光发电固定投资成本不降反升，还可能造成在技术经济条件不变情况下消纳成本快速增长。未来，大电网消纳成本需要加上可调机组的启停费用、调频备用辅助服务费用和容量补偿费用，消纳成本将必然随着风光发电比例的升高而大幅上升，这就会存在一个风光发电最佳比例，在此比例之后将会电网运行经济性急剧下降，超越用户电价的承受能力，影响近期的社会经济发展。

实现碳中和目标需要着手的工作

“30·60目标”刚刚提出，电力行业的发展实施方式和技术障碍都是根据目前技术水平所提出，上述分析判断都很初步，存在一定的局限性。但是，市场体制建设和电源电网技术水平的提高，却必须从现在开始着手，才能不阻碍碳达峰、碳中和目标的实现。

加快电力现货市场机制为核心的现代电力市场体系建设。国际上，实现高比例风光发电运行的国家，无一不是已经建立了以电力现货市场机制为核心的现代电力市场体系，可见市场化有利于推动风光等新能源发展消纳。电力系统中电能的发-输-配-售-用的各个环节，都是一个市场交换过程。电力系统的正常运行需要理清各个环节之间的经济关系，利用市场这个配置资源的有效手段调节各方的权利责任，让市场来选择电力行业碳中和的实施方式，在优胜劣汰的竞争中筛选出性价比最高的消纳方式和消纳手段。高比例风光发电+大电网的实施方式下，风光发电消纳需要可调节能源的大力配合，就更需要电力现货市场来厘清这复杂的经济关系，需要市场发现最真实的风光发电消纳成本，才能让用户信服地接受用电成本合理上升。目前我国电力现货市场建设如火如荼，8个现货试点稳步推进，其他电力市场建设紧跟其后，风光发电平等参与市场也将拨云见日。为了“30·60目标”的实现，电力现货市场必须稳步加快建设，以市场手段实现电力资源的配置，助力实现碳中和。

风光发电要增强成为“负责任主力电源”的使命感。“30·60目标”将激励着广大风光发电行业扩大生产，提高电力行业绿色环保程度。未来一段时间内，风光行业要以自身是主力电源的姿态承担电力系统的各项责任，不再将国家政策“照顾”作为发展的前提条件，不断降低成本，积极参与电力市场，在公平的平台上引领电行业发展。不但能够承担自身需要为电力系统承担的责任，还要能够分担其他“配角”的责任，如同之前煤电机组长期无偿为风光发电提供帮助一样。为实现高比例风光发电对未来系统的友好性、经济性，风光发电必须做好负荷控制和预测，提高自身安全稳定性，降低设备投资成本，成为真正有利于经济、有利于社会的环保型、友好型的电源。

火电机组要转换定位寻求新的发展机遇。传统火电机组作为稳定的可调节机组，为中国电力行业的发展、中国社会现代化发展作出了巨大贡献。未来电力行业将朝着绿色可持续发展的方向进步，但也不是不需要传统能源支持，伦敦大停电事故和今年冬季国内多地有序用电也再一次证明传统煤电的必须性。在未来“30·60目标”下，实现碳中和的高比例风光发电需要火电机组提供必须的旋转惯量和备用支撑。虽然火电机组的利用小时数超预期大幅下降成为必然趋势，但火电机组的备用装机容量还是需要长久保持。所以未来电网系统不是减少火电容量，而是要减少火电发电量。建议暂缓关停火电机组，将其作为备用电源，时刻作为电网的稳定支撑。面对未来，火电机组要适应形势需要，必须加强自身建设，做好设备管理维护，做到紧急时刻靠得住、关键时刻顶得上的稳定可调机组，以期在调频备用市场中、容量补偿市场中赢得先机。

碳达峰、碳中和目标作为我国向世界作出的郑重承诺，将在未来指导我国能源行业的发展方向。目前，我国正在在努力构建国内国际双循环的新经济发展格局，“30·60目标”将加快推进我国能源产业转型升级，促进电力行业供给侧结构性改革，以电力工业升级改造加速国内经济循环，促进国民经济健康发展。广大能源行业从业者要坚定不移地支持“30·60目标”的实现，努力转变生产方式促进能源转型升级，以能源革命的自我革新碰撞出“安全、经济、环保”能源不可能三角的最优妥协点，真正做到有利于人民、有利于碳中和目标的实现。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年01期，作者单位：华能北京热电有限公司